Dünnschichtsolarzelle


Dünnschichtsolarzelle

Eine Solarzelle oder photovoltaische Zelle ist ein elektrisches Bauelement, das die im Licht (in der Regel Sonnenlicht) enthaltene Strahlungsenergie direkt in elektrische Energie wandelt. Die physikalische Grundlage der Umwandlung ist der photovoltaische Effekt, der ein Sonderfall des inneren photoelektrischen Effekts ist. Die Solarzelle darf nicht mit dem Solarkollektor/Sonnenkollektor verwechselt werden, bei dem die Sonnenenergie ein Übertragungsmedium (meist Heizwasser) aufheizt.

Sie unterscheidet sich dadurch grundsätzlich von anderen Arten der regenerativen Elektrizitätserzeugung, bei denen lediglich die Antriebsenergie für den Generator nicht konventionell erzeugt wird.

Polykristalline Silizium-Solarzellen in einem Solarmodul
Solar-Panel
Schwarzlichttest der GaAs triple-junction Solarzellen der Raumsonde Dawn[1]

Inhaltsverzeichnis

Einteilung

Solarzellen kann man nach verschiedenen Kriterien einordnen. Das gängigste Kriterium ist die Materialdicke. Hier wird nach Dickschicht- und Dünnschichtzellen unterschieden.

Ein weiteres Kriterium ist das Material: Es werden zum Beispiel die Halbleitermaterialien CdTe, GaAs oder CuInSe eingesetzt, weltweit am häufigsten jedoch Silicium.

Die Kristallstruktur kann kristallin (mono-/polykristallin) oder amorph sein.

Neben Halbleitermaterialien gibt es auch neue Ansätze zum Material, wie organische Solarzellen und Farbstoffsolarzellen.

Materialien

  1. Siliziumzellen
    • Dickschicht
      • Monokristalline Zellen (c-Si)
        großtechnisch Wirkungsgrad über 20 %, Leistungsdichte 20-50 W/kg; gut beherrschte Technik; allerdings erfordert die Herstellung einen sehr hohen Energieeinsatz, der sich negativ auf die Energierücklaufzeit auswirkt.
      • Multikristalline Zellen (mc-Si)
        inzwischen sind großtechnisch Wirkungsgrade bis 16 % möglich, relativ kurze Energierücklaufzeiten, z. Z. (9/2008) die Zelle mit dem günstigsten Preis-Leistungs-Verhältnis. Experimentelle Zellen erreichen bis zu 18,6 % Wirkungsgrad[2].
    • Dünnschicht
      • Amorphes Silizium (a-Si)
        höchster Marktanteil bei den Dünnschichtzellen; Modulwirkungsgrade zwischen 5 und 7 %, Leistungsdichte bis ca. 2000 W/kg; keine Material-Engpässe selbst bei Produktion im Terawatt-Maßstab
      • Kristallines Silizium, z. B. mikrokristallines Silizium (µc-Si)
        in Kombination mit amorphem Silizium höhere Wirkungsgrade bis 10 %[3]; Herstellung ähnlich zu amorphem Silizium
  2. III-V-Halbleiter-Solarzellen
    • GaAs-Zellen
      hohe Wirkungsgrade (derzeit bis 41,1%[4]), sehr temperaturbeständig, geringerer Leistungsabfall bei Erwärmung als kristalline Siliziumzellen, robust gegenüber UV-Strahlung, sehr teuer in der Herstellung, werden häufig in der Raumfahrt eingesetzt (Galliumindiumphosphid, (Ga,In)P/Galliumarsenid, GaAs/Germanium, Ge). Tripelzellen (Mehrfachsolarzellen mit drei monolithisch gestapelten p-n-Übergängen) haben den höchsten kommerziell lieferbaren Wirkungsgrad von fast 30 % mit einer Leistungsdichte von 50 W/kg (bei 17% um 1000 W/kg).
  3. II-VI-Halbleiter-Solarzellen
    • CdTe-Zellen
      sind großtechnisch durch Chemical Bath Deposition oder Chemische Gasphasenabscheidung sehr günstig herstellbar und findet Verwendung in Dünnschichtsolarzellen; für eine Laborsolarzelle sind schon etwa 16 % erreicht worden, Modul-Wirkungsgrade inzwischen (2007) bei 10 %, Langzeitverhalten noch nicht bekannt. Die RoHS-Richtlinie ist kein Hindernis für eine breite Markteinführung, da im gesamten Lebenszyklus von CdTe-Solarzellen weniger Cd in die Umwelt abgeben wird, als bei allen anderen denkbaren Anwendungen freigesetzt würde [5].
  4. I-III-VI-Halbleiter-Solarzellen
    • CIS-, CIGS-Solarzellen (Chalkopyrite)
      steht für Kupfer-Indium-Gallium-Diselenid bzw. Kupfer-Indium-Disulfid. Dieses Material findet Anwendung in Dünnschichtsolarzellen - hier ist CIGS das leistungsstärkste Material mit Laborwirkungsgraden von fast 20 %. Der Modul-Wirkungsgrad beträgt 10-12 %.
  5. Organische Solarzellen
    Die organische Chemie liefert Werkstoffe, die möglicherweise eine kostengünstige Fertigung von Solarzellen erlauben. Bisheriger Nachteil ist ihr deutlich schlechterer Wirkungsgrad und die recht kurze Lebensdauer (max. 5000 h) der Zellen. Es gibt noch keine kommerziell erhältlichen Zellen oder Module mit dieser Technologie (Stand Januar 2007). Die Firma Konarka Technologies GmbH, Nürnberg, will 2008 mit organischen Kollektoren für Mobilgeräte auf den Markt kommen. [6]
  6. Farbstoffzellen
    oder auch Grätzel-Zellen nutzen organische Farbstoffe zur Umwandlung von Licht in elektrische Energie; ein Vorgang, der an die Photosynthese anlehnt. Sind meistens lila. Diese Zellen liefern den besten Wirkungsgrad aller organischen Solarzellen von über 10 %, haben jedoch aufgrund aggressiver Elektrolyte eine begrenzte Lebensdauer.
  7. Halbleiter-Elektrolytzellen
    z. B. Kupferoxid/NaCl-Lösung. Sehr einfach herstellbare Zelle, jedoch in Leistungsfähigkeit und Zuverlässigkeit limitiert.

Materialverfügbarkeit

Silizium steht als Grundstoff für die Solarzellenproduktion in fast unbegrenzter Menge zur Verfügung. Derzeit treten Materialengpässe an reinem Silizium auf, die durch unzureichende Produktionskapazitäten hervorgerufen werden.

Bei exotischeren Solarzellenmaterialen wie etwa beim Indium, Gallium, Tellur und Selen sieht die Situation grundlegend anders aus. Bei den seltenen Metallen Indium und Gallium überschreitet bereits derzeit der weltweite Verbrauch (Indium etwa 850 t, bei Gallium etwa 165 t) die jährliche Produktionsmenge um ein Mehrfaches (USGS Minerals Information). Besonders nachteilig ist der stark steigende Verbrauch von Indium in Form von Indium-Zinn-Oxid in der Flüssigkristall- und OLED-Bildschirmherstellung, sowie die Verwendung von Gallium und Indium in der Produktion von Leuchtdioden, die sich als energiesparender Glühlampenersatz und als Hintergrundbeleuchtung für Flachbildschirme derzeit in der Markteinführung befinden.

Beim Indium wird daher noch in diesem Jahrzehnt mit einem Versiegen der Ressourcen gerechnet, da sich die theoretischen Indiumvorräte auf nur 6000 Tonnen, die ökonomisch abbaubaren Reserven auf sogar nur 2800 Tonnen belaufen. [7] [8]

Die Situation bei Selen und beim noch selteneren Tellur, beide Halbmetalle liegen in geringer Konzentration im Anodenschlamm der Kupferelektrolyse vor, erscheint auf den ersten Blick weniger kritisch, da die Kupferproduzenten zur Zeit nur einen Teil des in Metallelektrolyse anfallenden Anodenschlamms zur Selen- oder Tellurgewinnung einsetzen. Die ökonomisch erschließbaren Selenreserven werden jedoch nur auf 82.000 Tonnen, die Tellurreserven gar auf nur 43.000 Tonnen geschätzt. Dieses ist extrem wenig, selbst im Vergleich zu den Reserven des ebenfalls nicht besonders häufigen Buntmetalls Kupfer von 550 Millionen Tonnen.

Problematisch ist, dass viele Produktionsprozesse, in denen Gallium, Indium, Selen und Tellur eingesetzt wird, eine ungünstige Materialökonomie aufweisen.

Recyclingansätze, die etwa beim Kupfer zum normalen Materialkreislauf gehören, greifen bei Gallium, Indium, Selen und Tellur nicht. Die Materialien werden meist in komplexe Vielstoff-Schichtstrukturen eingebunden und dadurch so fein verteilt, dass eine Rückgewinnung auch in Zukunft nicht möglich sein wird.

Bauformen

Ausnutzung der Sonnenstrahlung durch Silizium (mono- und polykristallin)
Ausnutzung der Sonnenstrahlung durch Gallium-Antimonid

Neben dem Material ist die Bauweise von Bedeutung. Man unterscheidet verschiedene Oberflächenstrukturierungen und Anordnungen der Kontaktierung der transparenten, jedoch hochohmigen Deckelektrode (schmale oder sogar durchsichtige Kontakte).

Weitere Bauformen sind Stapeltechniken durch Materialkombinationen unterschiedlicher Absorptionswellenlängen, wodurch der Wirkungsgrad der Gesamtanordnung erhöht werden kann. Es wird versucht, die Materialien so zu wählen, dass das einfallende Sonnenspektrum maximal ausgenutzt wird.

Derzeitig sind kommerziell erhältliche Solarzellen aus Halbleitermaterialien, überwiegend aus Silizium. Auch III/V-Halbleitermaterialien werden verwendet (unter anderem an Raumsonden). Wegen ihrer hohen Kosten werden sie für terrestrische Anwendungen in Konzentrator-Systemen verwendet. Polymere Solarzellen befinden sich noch in der Forschung.

Halbleitersolarzellen werden zur Energiegewinnung meist zu großen Solarmodulen verschaltet. Die Zellen werden dafür mit Leiterbahnen an Vorder- und Rückseite in Reihe geschaltet. Dadurch addiert sich die Spannung der Einzelzellen und es können dünnere Drähte für die Verschaltung verwendet werden als bei einer Parallelschaltung. Als Schutz vor einem Lawinendurchbruch in den einzelnen Zellen (etwa bei Teilabschattung) müssen jedoch zusätzlich Schutz-Dioden (Bypass-Dioden) parallel zu den Zellen eingebaut werden, die von Abschattung betroffene Zellen überbrücken können.

Solaranlagen werden manchmal mit einer mechanischen Nachführung ausgestattet. Die Solaranlage wird dadurch elektrisch dem Sonnenstand angepasst, um die Ausbeute an elektrischer Energie aus der Sonnenenergie zu erhöhen.

Der theoretisch maximale thermodynamische Wirkungsgrad (Carnot-Wirkungsgrad) der Energiegewinnung aus Sonnenlicht beträgt 85 %. Er folgt aus der maximalen Absorbertemperatur (<2500 K, Schmelzpunkt von Hochtemperaturwerkstoffen und etwa die Hälfte der Temperatur der Sonnenoberfläche von 5800-6000 K) und der Umgebungstemperatur (300 K).

Wird nur ein begrenzter Wellenlängenbereich aus dem Sonnenspektrum genutzt, reduziert sich der theoretische Wert, beispielsweise für Solarzellen auf Siliziumbasis auf 29 %. Das ist ein prinzipieller Nachteil von Solarzellen gegenüber Sonnenwärmekraftwerken, da Solarzellen immer nur einen Teil des Spektrums nutzen können.

Funktionsprinzip

Einfallende Photonen erzeugen Elektronen und Löcher, die im elektrischen Feld der Raumladungszone des p-n-Übergangs getrennt werden.
Bandstruktur einer einfachen pin-dotierten Siliziumsolarzelle

Solarzellen aus Halbleitermaterialien sind im Prinzip wie großflächige Photodioden aufgebaut. Sie werden jedoch nicht als Strahlungsdetektor, sondern als Stromquelle betrieben.

Die Besonderheit von Halbleitern ist, dass sie durch zugeführte Energie (elektromagnetische Strahlung) freie Ladungsträger erzeugen (Elektronen und Löcher, siehe Generation). Um aus diesen Ladungen einen elektrischen Strom zu erzeugen, ist ein internes elektrisches Feld nötig, um die erzeugten Ladungsträger in unterschiedliche Richtungen zu lenken.

Dieses interne elektrische Feld wird durch einen p-n-Übergang erzeugt. Da Licht in Materialien gewöhnlich exponentiell schwächer wird, muss dieser Übergang möglichst nahe an der Oberfläche liegen, und die Übergangszone mit dem elektrischen Feld sollte möglichst weit in das Material hineinreichen. Diese Übergangszone (Raumladungszone) wird durch gezielte Dotierung des Materials eingestellt (siehe Halbleitertechnologie). Um das gewünschte Profil zu erzeugen, wird gewöhnlich eine dünne Oberflächenschicht stark n-dotiert, die dicke Schicht darunter schwach p-dotiert. Dies hat eine weitreichende Raumladungszone zur Folge. Wenn in dieser Übergangszone nun Photonen einfallen und Elektronen-Loch-Paare erzeugen (Photoeffekt), so werden durch das elektrische Feld die Löcher zum untenliegenden p-Material beschleunigt und umgekehrt die Elektronen zum n-Kontakt auf der (sonnenzugewandten) Oberseite. Ein Teil der Ladungsträger rekombiniert auf dieser Strecke und geht in Wärme verloren, der übrige Strom (Photostrom) kann direkt von einem Verbraucher benutzt, in einem Akkumulator zwischengespeichert oder mit einem netzgeführten Wechselrichter in das Stromnetz eingespeist werden. Die elektrische Spannung bei maximaler Leistung (Maximum Power Point, Leistungsanpassung) liegt bei den gebräuchlichsten Zellen (kristalline Siliziumzellen) bei etwa 0,5 V.

Die Struktur von Solarzellen wird weiterhin so angepasst, dass möglichst viel Licht eingefangen und in der aktiven Zone Ladungsträger erzeugen kann. Dazu muss die Deckelektrode transparent sein, die Kontakte zu dieser Schicht müssen möglichst schmal sein, auf der Oberseite wird eine Antireflexionsschicht zur (Verringerung des Reflexionsgrades) aufgetragen. Die Antireflexionsschicht sorgt für die typisch bläuliche bis schwarze Farbe von Solarzellen. Unbeschichtete Solarzellen haben dagegen ein silbrig-graues Erscheinungsbild.

Manchmal wird die Vorderseite strukturiert oder aufgeraut. Wegen dieses Vorteils wurden ursprünglich Wafer mit Fehlern beim Schleifprozess o. a. als Ausgangsmaterial für Solarzellen verkauft. Schwarzes Silicium hat eine aufgeraute, nadelförmige Oberfläche, die sehr geringe Reflexionen aufweist.

Die Antireflexschicht wird bei modernen Solarzellen aus Siliziumnitrid mittels PE-CVD Verfahren hergestellt. Die Schichtdicke beträgt dabei ca. 70 nm (Lambda-Viertel bei einer Brechzahl von 2,0). Des Weiteren kommen noch Antireflexschichten aus Siliziumdioxid und Titandioxid, die beispielsweise per AP-CVD Verfahren aufgebracht werden, zur Anwendung.

Über die Schichtdicke wird auch die Farbe bestimmt (Interferenzfarbe). Eine möglichst hohe Gleichmäßigkeit der Beschichtungsstärke ist dabei wichtig, da bereits Schwankungen um einige Nanometer in der Schichtstärke den Reflexionsgrad erhöhen. Blaue Reflexion ergibt sich aus der Einstellung der Antireflexschicht auf den roten Teil des Spektrums - der bevorzugten Absorptionswellenlänge des Siliziums. Prinzipiell sind jedoch auch beispielsweise rote, gelbe oder grüne Solarzellen auf diese Weise für spezielle architektonische Anwendungen herstellbar, sie haben jedoch einen schlechteren Wirkungsgrad.

Im Falle von Siliziumnitrid und Siliziumdioxid erfüllt die Antireflexschicht dabei noch die Funktion einer Passivierungsschicht, welche die Oberflächenrekombinationsgeschwindigkeit herabsetzt. Die an der Oberfläche erzeugten Ladungsträger können dadurch - vereinfacht ausgedrückt - nicht so schnell rekombinieren und die erzeugte Ladung kann als Spannung abgegriffen werden.

Typen von Silizium-Solarzellen

Polykristalline Solarzelle
Ein polykristalliner Wafer
Polykristallines Silizium

Das traditionelle Grundmaterial für Halbleitersolarzellen ist Silizium. Bis in das Jahr 2005 wurde vor allem Restsilizium aus der Chipproduktion verwendet, heute wird zunehmend Silizium speziell für die Solaranwendungen produziert. Silizium ist allgemein für die Halbleitertechnik nahezu ideal. Es ist preiswert, lässt sich hochrein und einkristallin herstellen und als n- und p-Halbleiter dotieren. Einfache Oxidation ermöglicht die Herstellung dünner Isolationsschichten. Jedoch ist die Ausprägung seiner Bandlücke als indirekter Halbleiter für optische Wechselwirkung wenig geeignet. Siliziumbasierte kristalline Solarzellen müssen eine Schichtdicke von mindestens 100 µm und mehr aufweisen, um Licht ausreichend stark zu absorbieren. Bei Dünnschichtzellen direkter Halbleiter, wie z. B. Galliumarsenid oder auch Silizium mit stark gestörter Kristallstruktur (siehe unten), genügen 10 µm.

Je nach Kristallaufbau unterscheidet man bei Silizium folgende Typen:

  • Monokristalline Zellen werden aus sogenannten Wafern (einkristalline Siliziumscheiben) hergestellt, wie sie auch für die Halbleiterherstellung verwendet werden. Sie sind verhältnismäßig teuer.
  • Polykristalline Zellen bestehen aus Scheiben, die nicht überall die gleiche Kristallorientierung aufweisen. Sie können z. B. durch Gießverfahren (s. u.) hergestellt werden und sind preiswerter und in Photovoltaik-Anlagen am meisten verbreitet. Häufig werden diese Zellen auch als polykristalline Solarzellen bezeichnet.
  • Amorphe Solarzellen bestehen aus einer dünnen, nicht-kristallinen (amorphen) Siliziumschicht und werden daher auch als Dünnschichtzellen bezeichnet. Sie können etwa durch Aufdampfen hergestellt werden und sind preiswert, haben im Sonnenlicht einen nur geringen Wirkungsgrad, bieten jedoch Vorteile bei wenig Licht, Streulicht und bei hoher Betriebstemperatur. Zu finden sind die amorphen Zellen beispielsweise auf Taschenrechnern oder Uhren.
  • Mikrokristalline Zellen sind Dünnschichtzellen mit mikrokristalliner Struktur. Sie weisen einen höheren Wirkungsgrad als amorphe Zellen auf und sind nicht so dick wie die gängigen polykristallinen Zellen. Sie werden teilweise für Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch nicht sehr weit verbreitet.
  • Tandem-Solarzellen sind übereinandergeschichtete Solarzellen, meist eine Kombination von polykristallinen und amorphen Zellen. Die einzelnen Schichten bestehen aus unterschiedlichem Material und sind so auf einen anderen Wellenlängenbereich des Lichtes abgestimmt. Durch ein breiteres Ausnützen des Lichtspektrums der Sonne haben diese Zellen einen besseren Wirkungsgrad als einfache Solarzellen. Sie werden teilweise auf Photovoltaikanlagen verwendet, sind jedoch noch relativ teuer. Der für das Jahr 2008 geplante Start der Massenfertigung verspricht ein merkliches Kostensenkungs-Potential.

Herstellung aus Siliziumblöcken oder -stäben

Traditionelle Solarzellen können nach verschiedenen Verfahren hergestellt werden.

Silizium-Einkristall zur Waferherstellung, hergestellt nach dem Czochralski-Verfahren

Das Grundmaterial Silizium ist das zweithäufigste chemische Element, das in der Erdkruste vorkommt. Es liegt in Form von Silikaten oder als Quarz vor. Aus Quarzsand kann in einem Hochofenprozess Rohsilizium, sogenanntes metallurgisches Silizium, mit Verunreinigungen von circa 1 -2 % hergestellt werden. 2005 wurden auf diese Weise 4,7 Mio. Tonnen Silizium hergestellt. Ein Großteil davon geht in die Stahlindustrie und in die Chemische Industrie. Nur ein kleiner Anteil des metallurgischen Siliziums wird für die Mikroelektronik und die Photovoltaik verwendet.
Aus dem Rohsilizium wird dann über einen mehrstufigen auf Trichlorsilan basierenden Prozess polykristallines Reinstsilizium hergestellt.
Der bis heute (2006) hier angewendete Siemens-Prozess ist ein CVD-Verfahren. Es wurde allerdings für die Mikroelektronik entwickelt und optimiert. Dort werden zum Teil völlig andere Anforderungen an die Qualität des Siliziums gestellt als in der Photovoltaik. Für Solarzellen ist beispielsweise die Reinheit des Wafers in seiner gesamten Stärke wichtig, um eine möglichst lange Ladungsträger-Lebensdauer zu gewährleisten. In der Mikroelektronik müssten dagegen prinzipiell nur die oberen etwa 20-30 µm hochrein sein. Da mittlerweile der Verbrauch an hochreinem Silizium für die Photovoltaik den Verbrauch in der Mikroelektronik übertroffen hat, wird zur Zeit intensiv an speziellen, kostengünstigeren und für die Photovoltaik optimierten Herstellverfahren für Solarsilizium gearbeitet.

Der gesamte Herstellprozess für hochreines Silizium ist zwar sehr energieaufwändig, aber dennoch können die heute verwendeten Solarzellen die für ihre Produktion erforderliche Energiemenge - je nach Bauart - innerhalb von 1,5 bis 5 Jahren wieder kompensieren. Sie haben also eine positive Energiebilanz.

Das Reinstsilizium kann auf unterschiedliche Weise weiterverarbeitet werden. Für multikristalline Zellen kommen größtenteils das Gießverfahren, das Bridgman-Verfahren und das Bandzieh-Verfahren (EFG-Verfahren) zum Einsatz. Monokristalline Zellen werden fast immer nach dem Czochralski-Verfahren hergestellt. Bei allen Verfahren gilt, dass die Dotierung mit Bor (siehe unten) schon beim Herstellen der Blöcke (Ingots) beziehungsweise Stäbe vorgenommen wird.

Blockgussverfahren

Dieses Verfahren dient zur Herstellung von multikristallinem Silizium. Das Reinstsilizium wird in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung aufgeschmolzen und dann in eine quadratische Wanne gegossen, in der es möglichst langsam abgekühlt wird. Dabei sollen möglichst große Kristallite in den Blöcken entstehen. Die Kantenlänge der Wanne beträgt etwa 50 cm, die Höhe der erstarrten Schmelze etwa 30 cm. Der große Block wird in mehrere kleine Blöcke von etwa 30 cm Länge zerteilt.

Ein weiteres Gießverfahren ist der Strangguss, wobei die Masse schon in der am Ende benötigten Stärke auf das Trägermaterial aufgebracht wird. Der Vorteil ist, dass ein Sägevorgang mit seinen Verlusten entfällt.

Bridgman-Verfahren

Das Bridgman-Verfahren dient ebenfalls zur Herstellung von multikristallinem Silizium. Das Reinstsilizium wird hier ebenfalls in einem Tiegel mit Hilfe einer Induktionsheizung aufgeschmolzen. Die langsame Abkühlung der Schmelze, bei der sich große Zonen einheitlicher Kristalle ausbilden, findet hier im gleichen Tiegel statt. Die geheizte Zone wird langsam von unten nach oben im Tiegel angehoben, so dass sich oben bis zum Schluss flüssiges Silizium befindet, während vom Tiegelboden her das Erstarren erfolgt. Hier sind die Kantenlängen etwas größer als beim Gießverfahren (etwa 60 bis 70 cm), die Höhe des Blocks beträgt etwa 20 bis 25 cm. Der große Block wird ebenfalls in mehrere kleine Blöcke von etwa 20 bis 25 cm Länge zerteilt.

Czochralski-Verfahren

Das Czochralski-Verfahren wird für die Herstellung von langen monokristallinen Säulen genutzt. Der so genannte Impfkristall gibt die Orientierung im Kristall vor. Vor der Herstellung der Zellen wird der entstandene Zylinder noch zurechtgeschnitten.

Zonenschmelzverfahren

Das Zonenschmelzverfahren, auch Float-Zone-Verfahren genannt, dient auch der Herstellung monokristalliner Siliziumstäben. Die bei diesem Verfahren erzielte Reinheit ist im Normalfall höher als für die Solartechnik benötigt und auch mit sehr hohen Kosten verbunden. Deshalb wird diese Technik für die Solartechnik eher selten benutzt. Das einzige Unternehmen, das Float-Zone-Wafer in nennenswerten Mengen für Solarzellen verwendet, ist das US-Unternehmen SunPower.

Waferherstellung

Die Kristallstäbe müssen nun mit einem Drahtsägeverfahren in Scheiben, die sogenannten Wafer, gesägt werden. Dabei entsteht aus einem großen Teil des Siliziums Sägestaub, der derzeit nicht mehr verwendbar ist. Die Dicke der entstehenden Scheiben liegt bei etwa 0,18…0,28 mm.

Eine weitere Quelle für Wafer war früher der Ausschuss an Rohlingen für die Herstellung von integrierten Schaltkreisen der Halbleiterfertigung. Sind die Rohlinge dort zur Weiterverarbeitung nicht geeignet, können sie teilweise noch als Solarzelle verwendet werden. Mit den heutigen (2005) Herstellungsverfahren und dem enorm gestiegenen Bedarf der Solarindustrie hat die Verwendung von Ausschuss heute keine Bedeutung mehr.

Die monokristallinen Zellen zeichnen sich durch eine homogene Oberfläche aus, während bei den multikristallinen Zellen gut die einzelnen Zonen mit verschiedener Kristallorientierung unterschieden werden können - sie bilden ein eisblumenartiges Muster auf der Oberfläche.

Im Waferstadium sind Vorder- und Rückseite der Zelle noch nicht festgelegt.

Waferprozessierung

Die gesägten Wafer durchlaufen nun noch mehrere chemische Bäder, um Sägeschäden zu beheben und eine Oberfläche auszubilden, die geeignet ist, Licht einzufangen. Hier gibt es verschiedene, herstellerspezifische Konzepte.

Im Normalfall sind die Wafer schon mit einer Grunddotierung mit Bor versehen. Diese bewirkt, dass es überschüssige freie Löcher (positive Ladungen) gibt, das heißt, es können Elektronen eingefangen werden. Dies wird auch p-Dotierung genannt. Auf dem Weg zur fertigen Solarzelle mit p-n-Übergang muss nun die Oberfläche noch eine n-Dotierung bekommen, was durch Prozessierung der Zelle in einem Ofen in einer Phosphor-Atmosphäre geschieht. Die Phosphoratome schaffen eine Zone mit Elektronenüberschuss auf der Zelloberfläche, die etwa 1 µm tief ist.

Danach erfolgt die Bedruckung der Zelle mit den notwendigen Lötzonen und der Struktur, welche für den besseren Abgriff des generierten elektrischen Stroms sorgt. Die Vorderseite erhält meist zwei breitere Streifen, auf denen später die Bändchen zum Verbinden mehrerer Zellen befestigt werden. Außerdem wird ein sehr dünnes, elektrisch gut leitendes Raster aufgebracht, was einerseits den Lichteinfall so wenig wie möglich behindern und andererseits den ohmschen Widerstand der Deckelektrode verringert. Die Rückseite wird meist vollflächig mit einem gut leitenden Material beschichtet.

Nach der Prozessierung werden die Zellen nach optischen und elektrischen Merkmalen klassifiziert, sortiert und für die Fertigung von Solarmodulen zusammengestellt.

Direkte Herstellung von Platten bzw. Schichten

Um den Umweg des Sägens von Wafern aus Kristallblöcken zu vermeiden, gibt es umfangreiche Aktivitäten, Solarzellen direkt zu erzeugen.

EFG-Verfahren

Beim EFG-Verfahren (Edge-defined Film-fed Growth, ungefähre Übersetzung: "kantendefiniertes Filmwachstum") werden aus einer elektrisch beheizten Graphitwanne aus flüssigem Reinstsilizium achteckige Röhren von etwa 6 bis 7 m Länge nach oben gezogen. Die Ziehgeschwindigkeit liegt im Bereich von ca. 1 mm/s. Die Kantenlänge der einzelnen Seiten beträgt 10 bzw. 12,5 cm, die Wandstärke ca. 280 µm. Nach Fertigstellung der Röhre wird diese entlang der Kanten mit NdYAG-Lasern geschnitten und in einem bestimmten Raster dann über die Breite der jeweiligen Seite. Daraus ergibt sich die Möglichkeit der Herstellung von Zellen mit unterschiedlichen Kantenlängen (zum Beispiel 12,5 x 15 cm oder 12,5 x 12,5 cm). Es wird eine Ausbeute von etwa 80 % des Ausgangsmaterials erzielt. Bei den so erzeugten Zellen handelt es sich ebenfalls um multikristallines Material, welche sich vom Aussehen her deutlich von den gesägten Zellen unterscheidet. Unter anderem ist die Oberfläche der Zellen welliger. Ein Vorteil im Vergleich zum Sägen aus Blöcken ist die weitgehende Vermeidung von Verschnitt, der zudem nicht mit Schneideflüssigkeit („Slurry“) verunreinigt ist. Dieses Verfahren wird auch Bandzieh- oder Octagon-Verfahren genannt.

Das EFG-Verfahren wird von der Firma Schott Solar (Deutschland) angewendet. Entwickelt wurde das Verfahren von der Firma ASE Solar (USA).

String-Ribbon-Verfahren

Weiterhin gibt es noch ein Verfahren der US-amerikanischen Firma Evergreen Solar, bei dem die Wafer zwischen zwei Fäden direkt aus der Silizium-Schmelze gezogen werden[9]. Hierbei entsteht weniger Abfall (wie Späne usw., die normalerweise direkt entsorgt werden) als bei den herkömmlichen Verfahren.

Schichttransfer-Verfahren

Beim Schichttransfer-Verfahren wird eine nur ca. 20 µm dünne Schicht aus einkristallinem Silizium direkt flach auf einem Substrat gezüchtet. Als Trägermaterial eignen sich keramische Substrate oder auch speziell oberflächenbehandeltes Silizium, wodurch das Ablösen des entstandenen Wafers und die Wiederverwendung des Trägers gegeben ist. Die Vorteile dieser Verfahren sind der deutlich geringere Siliziumbedarf durch die geringe Dicke und der Wegfall der Sägeverluste. Der Sägevorgang als zusätzlicher Prozessschritt entfällt. Der erreichbare Wirkungsgrad ist hoch und liegt im Bereich von monokristallinen Zellen.

Solarzellen aus „schmutzigem“ Silizium

Der Prozess des Zonenschmelzens und Dotierens lässt sich auch in eine bereits gefertigte, flache Platte bzw. Schicht verlagern. Das Prinzip ist, dass die Verunreinigungen durch Wärmebehandlung (mehrfach lateral fortschreitende Umschmelzung, z. B. mit Laserstrahlung) des Siliziums an wenigen Stellen konzentriert werden. [10].

Andere Solarzellentypen

Dünnschichtzellen

Kleine, amorphe Si-Dünnschicht- Solarzelle auf Glas, vier Zellen in Reihe
Rückseite (Schichtseite, braun lackiert)
Solarzellentypen

Dünnschichtzellen gibt es in verschiedenen Variationen, je nach Substrat und aufgedampften Materialien. Die Spannbreite der physikalischen Eigenschaften und der Wirkungsgrade ist entsprechend groß. Dünnschichtzellen unterscheiden sich von den traditionellen Solarzellen (kristallinen Solarzellen basierend auf Silizium-Wafern) vor allem in ihren Produktionsverfahren und durch die Schichtdicken der eingesetzten Materialien. Die physikalischen Eigenschaften amorphen Siliziums, die von kristallinem Silizium verschieden sind, beeinflussen die Solarzelleneigenschaften. Manche Eigenschaften sind auch noch nicht vollständig verstanden.

Auch bei kristallinen Solarzellen wird das Licht bereits in einer dünnen Oberflächenschicht (ca. 10 µm) absorbiert. Es liegt daher nahe, Solarzellen sehr dünn zu fertigen. Verglichen mit kristallinen Solarzellen aus Siliziumwafern sind Dünnschichtzellen etwa 100-mal dünner. Diese Dünnschichtzellen werden meist durch Abscheiden aus der Gasphase direkt auf einem Trägermaterial aufgebracht. Dies kann Glas, Metallblech, Kunststoff oder auch ein anderes Material sein. Der aufwändige, im vorigen Kapitel beschriebene Prozess des Zerschneidens von Siliziumblöcken kann also umgangen werden.

Das bisher gängigste Material für Dünnschichtzellen ist amorphes Silizium (a-Si:H). Solche Dünnschichtmodule sind langlebige Produkte. Outdoor-Tests zeigen stabile Wirkungsgrade über mehr als zehn Jahre.
Mögliche weitere Materialien sind mikrokristallines Silizium (µc-Si:H), Gallium-Arsenid (GaAs), Cadmium-Tellurid (CdTe) oder Kupfer-Indium-(Gallium)-Schwefel-Selen-Verbindungen, die so genannten CIGS-Solarzelle bzw. CIS-Zellen, wobei hier je nach Zelltyp S für Schwefel oder Selen stehen kann.

Für die Produktion von Strom ist ein hoher Wirkungsgrad erwünscht, der auch im Dünnschichtbereich inzwischen teilweise erreicht wird. Wirkungsgrade im Bereich von 20 % (19,9 % mit CIS-Solarzellen, siehe [11]) für kleine CIGS-Laborzellen (~0.5 cm²) sind durchaus möglich. CIGS-Dünnfilmmodule erreichen inzwischen ähnliche Wirkungsgrade wie Module aus multikristallinem Silizium (11-12 %, [12]).

Jedoch ist der Wirkungsgrad nicht das alleinige Kriterium bei der Auswahl. Wichtiger sind oft die Kosten, zu denen Strom aus den Solarzellen produziert werden kann. Dafür sind die verwendeten Herstellungsverfahren sowie die Kosten der eingesetzten Materialien verantwortlich. Darüber hinaus sind die Ausbeute, also das Verhältnis von der zur Herstellung aufgewendeten Energie zum Ertrag, sowie die Emission von Schadstoffen bei Produktion und über die Betriebszeit wichtige Kriterien. Aktuelle Studien belegen, dass Cadmiumtellurid-Dünnschicht-Solarzellen hier eine bessere Bilanz als konventionelle Silizium-Zellen aufweisen.[13]

Eine der Stärken der Dünnschichtmodule besteht darin, dass sie nicht auf ein rigides Substrat wie Glas oder Alu angewiesen sind. Bei aufrollbaren Solarzellen für den Wanderrucksack oder eingenäht in Kleider wird ein geringerer Wirkungsgrad in Kauf genommen; der Gewichtsfaktor ist wichtiger als die optimale Lichtumwandlung.

Eine weitere Stärke von Dünnschichtmodulen ist, dass sie einfacher und großflächiger produziert werden können, insbesondere die Dünnschichtzellen aus amorphem Silizium. Diese machen daher heute den größten Marktanteil aus.

Zur Herstellung werden zum Teil Maschinen eingesetzt, die auch zur Herstellung von Flachbildschirmen eingesetzt werden. Hierbei werden Beschichtungsflächen von über 5 m² erreicht. Mit den Verfahren zur Herstellung von amorphem Silizium lässt sich auch kristallines Silizium in dünnen Schichten herstellen, sogenanntes mikrokristallines Silizium. Es vereint Eigenschaften von kristallinem Silizium als Zellenmaterial mit den Methoden der Dünnfilmtechnik. In der Kombination aus amorphem und mikrokristallinem Silizium wurden in den letzten Jahren beachtliche Wirkungsgradsteigerungen erzielt.

Ein Verfahren für die Fertigung kristalliner Dünnschichtzellen aus Silizium ist CSG, (Crystalline Silicon on Glass); dabei wird eine weniger als zwei Mikrometer dünne Siliziumschicht direkt auf einen Glasträger aufgebracht; die kristalline Struktur wird nach einer Wärmebehandlung erreicht. Das Aufbringen der Stromführung erfolgt mittels Laser- und Tintenstrahldrucktechnik. Dafür wurde 2005 von der Firma CSG Solar eine Fabrikationsanlage in Deutschland gebaut. In 2008 produziert das Unternehmen 13 MWp mit der Produktion von Dünnschicht-Solarzellen.[14]

Es werden derzeit Dünnschicht-Solarzellen aus schwarzem Silicium entwickelt, die einen etwa doppelten Wirkungsgrad erreichen sollen.[15]

Konzentratorzellen

Bei diesem Zellentyp wird Halbleiterfläche eingespart, indem das Sonnenlicht auf einen kleinen Bereich konzentriert wird. Dies erreicht man gewöhnlich durch Linsen, die im Vergleich zu Halbleitern in der Herstellung sehr billig sind. Häufig verwendete Materialien für Konzentratorsolarzellen sind III-V-Halbleiter, häufig in Tandem- oder Dreischicht-Bauweise. Sie arbeiten noch zuverlässig bei mehr als dem 500-fachen der Sonnenintensität. Konzentratorsolarzellen müssen jedoch dem Sonnenstand nachgeführt werden damit ihre Optik die Sonnenstrahlung auf die Zellen bündeln kann. Die US-Energiebehörde hat mit dieser Technik bereits Wirkungsgrade von über 40 % erreicht.[16]

Elektrochemische Farbstoff-Solarzelle

Dieser Zelltyp ist auch bekannt als Grätzel-Zelle. Bei diesem Zelltyp wird der Strom anders als bei den bisher aufgeführten Zellen über die Lichtabsorption eines Farbstoffes gewonnen; als Halbleiter kommt Titandioxid zum Einsatz. Als Farbstoffe werden hauptsächlich Komplexe des seltenen Metalls Ruthenium verwendet, zu Demonstrationszwecken können aber selbst organische Farbstoffe, zum Beispiel der Blattfarbstoff Chlorophyll oder Anthocyane (aus Brombeeren), als Lichtakzeptor verwendet werden (diese besitzen jedoch nur eine geringe Lebensdauer). Die Funktionsweise der Zelle ist noch nicht im Detail geklärt; die kommerzielle Anwendung gilt als recht sicher, ist aber produktionstechnisch noch nicht in Sicht.

Organische Solarzellen

Eine organische Solarzelle ist eine Solarzelle, die aus Werkstoffen der organischen Chemie besteht, d. h. aus Kohlenwasserstoff-Verbindungen (Kunststoffen). Diese Verbindungen haben elektrisch halbleitende Eigenschaften. Der Wirkungsgrad, mit dem Sonnenenergie in elektrische Energie umgewandelt wird, liegt mit ca. 5 % (Stand Januar 2007) noch weit unter dem von Solarzellen aus anorganischem Halbleitermaterial. Organische Solarzellen bzw. Plastiksolarzellen, wie sie auch genannt werden, sind aufgrund der Möglichkeiten hinsichtlich günstiger und vielseitiger Herstellungsverfahren ein aktuelles Forschungsthema. Die potentiellen Vorteile einer Solarzelle auf Kunststoffbasis gegenüber herkömmlichen Silziumsolarzellen liegen klar auf der Hand:

  • Geringe Herstellungskosten aufgrund billiger Produktionstechnologien
  • Hohe Stromausbeuten durch Dünnschicht–Großflächentechnologien für Kunststoffe
  • Flexibilität, Transparenz und einfache Handhabung (mechanische Eigenschaften von Kunststoffen)
  • Hohe Umweltverträglichkeit (Kunststoffe auf Kohlenstoffbasis)
  • Anpassung an das Sonnenspektrum durch gezielte Polymersynthese
  • „Bunte“ Solarzellen für architektonische Stilelemente

Im Vergleich zu den ersten organischen Solarzellen wurden inzwischen viele Fortschritte erzielt, und erste Nischenanwendungen zeichnen sich ab.

Der Wirkungsgrad liegt derzeit (Stand April 2007) bei maximal 6 % auf einer Fläche von 1 cm². Es sind bisher keine organischen Solarzellen kommerziell erhältlich (Stand Januar 2007).

Das Material für diesen Solarzellentyp basiert auf organischen Kohlenwasserstoffverbindungen mit spezifischer elektronischer Struktur, dem konjugierten pi-Elektronensystem, welches den betreffenden Materialien die wesentlichen Eigenschaften amorpher Halbleiter verleihen. Typische Vertreter organischer Halbleiter sind konjugierte Polymere und Moleküle, wobei auch speziell synthetisierte Hybridstrukturen verwendet werden. Die ersten Kunststoffsolarzellen, die aus konjugierten Polymeren (Elektronendonatoren) und Fullerenen (Elektronenakzeptoren) hergestellt wurden, waren 2-Schicht-Solarzellen. Diese Zellen bestehen aus einer dünnen Schicht des konjugierten Polymers, auf die eine weitere dünne Schicht von Fullerenen aufgebracht wird. Aus technologischer Sicht stellen konjugierte Polymere und funktionalisierte Moleküle auf Grund ihrer Prozessierbarkeit aus der Flüssigphase attraktive Basismaterialien für die kostengünstige Massenproduktion flexibler PV-Elemente mit vergleichsweise einfacher Struktur dar. Molekulare Halbleiter hingegen werden üblicherweise in vakuumgestützten Aufdampfprozessen zu wohldefinierten Mehrschichtsystemen verarbeitet und lassen die Herstellung sequentiell abgeschiedener Halbleiterschichten und somit komplexere Zelltypen (z. B. Tandemzellen) zu.

Das technologische Potenzial der organischen Photovoltaik, als sogenannte „Low-cost Energy Source“ Einzug in die mobile Stromversorgung zu halten, wird gestützt durch das hohe Potenzial einer kostengünstigen Massenfertigung auf Basis etablierter Druckverfahren. In einem solchen Szenario käme der organischen Photovoltaik (OPV) besondere Bedeutung in bisher nicht erschlossenen Anwendungsbereichen bei gleichzeitig niedrigen Investitionskosten zu. Die Firma Konarka Technologies GmbH, Nürnberg, will 2008 erste organische Kollektoren für Mobilgeräte auf den Markt bringen. [17]

Fluoreszenz-Zelle

Hierbei handelt es sich um Solarzellen, die zunächst in einer Platte durch Fluoreszenz Licht größerer Wellenlänge erzeugen, um dieses an den Plattenkanten zu wandeln.

Thermische Photovoltaik-Zellen (TPV)

Unter dem Namen Thermische Photovoltaik-Zellen (TPV) werden Zellen auf Basis von InP (früher GaSb) verstanden, die nicht Sonnenlicht verwerten, sondern Wärmestrahlung, also Licht wesentlich höherer Wellenlänge. Der Wirkungsgrad ist hierbei durch neuere Arbeiten[18] bis auf 12 % gesteigert worden (vorher maximal 9 %). Eine potentielle Anwendung solcher Zellen wäre die Verwertung von Wärme, wie sie bei diversen großtechnischen Anwendungen in großen Mengen entsteht und bisher mit zusätzlichem Aufwand entsorgt werden muss.

Geschichte

Hauptartikel: Geschichte der Photovoltaik

Dass man sich die Sonnenenergie aktiv zunutze machen kann, wussten schon die alten Griechen. Angeblich bündelten sie mit Spiegeln das Sonnenlicht bei der Belagerung von Syrakus im Jahre 212 v. Chr. und richteten die gebündelten Sonnenstrahlen gegen die römische Flotte, deren Segel daraufhin zu brennen anfingen. Die Griechen nutzen aber auch die Sonnenenergie zu friedlichen Zwecken wie zum Entfachen der olympischen Flamme im Tempel zu Delphi.

Die Nutzung der Sonne zur Gewinnung von elektrischer Energie kann man grob in das Jahr 1839 datieren. Der Franzose Alexandre Edmond Becquerel stellte fest, dass eine Batterie, wenn man sie dem Sonnenlicht aussetzt, eine höhere Leistung hat als ohne Sonnenlicht. Er nutzte den Potentialunterschied zwischen einer verdunkelten und einer belichteten Seite einer chemischen Lösung, in die er zwei Platinelektroden eintauchte. Als er nun diese Konstruktion in die Sonne stellte, beobachtete er, dass ein Strom zwischen den zwei Elektroden entstand. So entdeckte er den photovoltaischen Effekt, konnte ihn allerdings noch nicht erklären. Später wies man nach, dass auch andere Materialien wie Kupfer photoleitfähig sind.

Die Photoleitfähigkeit wurde bei Selen 1873 nachgewiesen. Zehn Jahre später wurde die erste „klassische“ Photozelle aus Selen gefertigt. Wiederum zehn Jahre später, 1893, wurde die erste Solarzelle zur Erzeugung von Elektrizität gebaut.

1904 entdeckt der deutsche Physiker Philipp Lenard, dass Lichtstrahlen beim Auftreffen auf bestimmte Metalle Elektronen aus deren Oberfläche herauslösen und lieferte damit die ersten Erklärungen für den Effekt der Photovoltaik. Ein Jahr später erhält er den Nobelpreis für Physik für die Erforschung des Durchganges von Kathodenstrahlen durch Materie und für seine Elektronentheorie. Den endgültigen Durchbruch schaffte 1905 Albert Einstein, als er mit Hilfe der Quantentheorie die gleichzeitige Existenz des Lichtes sowohl als Welle als auch als Teilchen erklären konnte. Bis dahin glaubte man, dass Licht nur als eine Energie mit unterschiedlicher Wellenlänge auftritt. Doch Einstein stellte in seinen Versuchen, die Photovoltaik zu erklären, fest, dass sich Licht in manchen Situationen genauso wie ein Teilchen verhält, und dass die Energie jedes Lichtteilchens oder Photons nur von der Wellenlänge des Lichts abhängt. Er beschrieb das Licht als eine Ansammlung von Geschossen, die auf das Metall treffen. Wenn diese Geschosse genügend Energie besitzen, wird ein freies Elektron, das sich im Metall befindet und von einem Photon getroffen wird, vom Metall gelöst. Außerdem entdeckte er, dass die maximale kinetische Energie der losgelösten Elektronen von der Intensität des Lichtes unabhängig ist und nur durch die Energie des auftreffenden Photons bestimmt wird. Diese Energie hängt wiederum nur von der Wellenlänge (oder der Frequenz) des Lichtes ab. Für seine Arbeit zum photoelektrischen Effekt erhielt er 1921 den Nobelpreis für Physik.

Die Entdeckung des p-n-Übergangs (Kristallgleichrichters) im Jahre 1947 durch William B. Shockley, Walther H. Brattain und John Bardeen war ein weiterer großer Schritt zur Solarzelle in ihrer heutigen Form. Nach diesen Entdeckungen stand dem Bau einer Solarzelle in ihrer heutigen Form nichts mehr entgegen. Es ist jedoch einem glücklichen Zufall zu verdanken, dass diese erste Solarzelle 1954 in den Laboratorien der amerikanischen Firma Bell gebaut wurde. Die Mitarbeiter der Firma (unter Teamleiter Morton Price) beobachteten, als sie einen Gleichrichter, der mit Hilfe von Silizium arbeitete, untersuchten, dass dieser mehr Strom lieferte, wenn er in der Sonne stand, als wenn er zugedeckt war. Bei Bell erkannte man schnell den Nutzen dieser Entdeckung zur Versorgung des Telefonnetzes von ländlichen Regionen mit Strom, was bis dahin noch mit Batterien geschah. Die Firma Bell, genauer die Herren Chapin, Fuller und Pearson, entwickelte 1953 so die ersten Solarzellen aus Silizium, welche mit Arsen dotiert waren und einen Wirkungsgrad von etwa 4 % besaßen. Durch Wahl einer anderen Dotierung konnte der Wirkungsgrad auf etwa 6 % erhöht werden.

Modell von Vanguard 1

Die Raumfahrt erkannte sehr schnell den Nutzen der Solartechnik und rüstete 1958 zum ersten Mal einen Satelliten mit Solarzellen aus. Vanguard I startete am 17. März 1958 und war erst der vierte Satellit überhaupt. Er besaß ein Solarpanel, welches mit 108 Si-Solarzellen ausgestattet war. Diese dienten nur als Ladestation der Akkus und nicht zur direkten Stromversorgung. Dabei wurde errechnet, dass die Zellen einen Wirkungsgrad von 10,5 % besaßen. Die Techniker dachten, die Solarzellen würden die Batterien nicht in dem beobachteten Ausmaß unterstützen und schneller kaputt gehen, so dass man diesen Satelliten nicht mit einem „Ausschalter“ versehen hatte. Erst nach acht Jahren stellte der Satellit aufgrund von Strahlenschäden seinen Betrieb ein.

Kurz darauf entstand die CdS-Cu2S-Solarzelle, die bis Anfang der 1990er noch in Satelliten eingesetzt wurden. Heutige Satelliten sind zum Vergleich mit Vanguard I mit rund 40.000 Solarzellen ausgestattet.

Im Weltraum steht der natürlichen Sonnenstrahlung im Vergleich zur Erdoberfläche nichts entgegen, keine Wolkendecken und keine Strahlung absorbierende und mehr oder weniger verschmutzte Atmosphäre, die das Sonnenlicht behindert. Andererseits führen die extremen Strahlungsverhältnisse im Weltraum zu einer stärkeren Degradation der Solarzellen als es auf der Erde der Fall ist. Seither versuchen Industrie und Forschung, immer größere Wirkungsgrade zu erreichen und zugleich die Degradation und Strahlungsresistenz zu verbessern.

Grafik: Juno in der Jupiterumlaufbahn

Bis heute werden Raumflugkörper bis jenseits des Mars durch Solarzellen mit Strom versorgt und im Jahr 2011 soll mit Juno die erste mit Solarzellen ausgerüstete Raumsonde zum Jupiter starten.

Durch die Verwendung reineren Siliziums und besserer Dotierungsmöglichkeiten wurde der Wirkungsgrad gesteigert und die Lebensdauer erhöht. Mandelkorn und Lamneck verbesserten die Lebensdauer der Zellen 1972 durch eine Reflexion der Minoritätsladungsträger, in dem sie ein sogenanntes back surfaces field (BSF) in die p-leitende Schicht einbrachten. 1973 stellten Lindmayer und Ellison die sog. violette Zelle vor, die bereits einen Wirkungsgrad von 14 % besaß. Durch das Reduzieren des Reflexionsvermögens wurde 1975 der Wirkungsgrad auf 16 % gesteigert. Diese Zellen heißen CNR-Solarzellen (Comsat Non Reflection; Comsat = Telefonsatellit ) und wurden für Satelliten entwickelt. Inzwischen sind von Green sowie an der Stanford Universität und bei Telefunken Solarzellen mit Wirkungsgraden um 20 % entwickelt worden. Der theoretische Wirkungsgrad für Silizium-Solarzellen liegt bei 29 % für die Strahlungsverhältnisse in mittleren Breiten. Zu den Wirkungsgraden siehe auch technische Merkmale.

Maßgeblicher Anstoß für diese Entwicklung war Anfang der Siebziger die Vervierfachung des Ölpreises. Nach dieser Preissteigerung rief Richard Nixon 1974 ein Forschungsprogramm ins Leben, welches sich mit regenerativen Energien auseinandersetzte. Bis dahin kostete jedes Watt 200 Dollar und war somit nicht konkurrenzfähig. Um die Akzeptanz und das Vertrauen bei der Bevölkerung zu gewinnen, wurden Anfang der 1980er Rennen mit Solarmobilen ausgetragen, und im Juli 1981 überquerte ein mit Solarkraft angetriebenes Flugzeug den Ärmelkanal.

Bis gegen Ende der 1990er Jahre waren Zellen mit etwa 100 mm Kantenlänge (im Fachjargon auch Vier-Zoll-Zellen genannt) die üblichste Baugröße. Danach wurden auch 125 mm-Zellen verstärkt eingeführt, und seit etwa 2002 sind auch 150 mm-Zellen (Kantenlänge etwa 150 mm) für Standardmodule eine gängige Größe.

Formen und Größen

Zu Beginn der Kommerzialisierung der Solartechnik wurden häufig runde Zellen eingesetzt, deren Ursprung von den meist runden Siliziumstäben der Computerindustrie herrührt. Inzwischen ist diese Zellenform relativ selten, und es werden quadratische Zellen oder fast quadratische mit mehr oder weniger abgeschrägten Ecken eingesetzt. Als Standardformate werden derzeit Wafer mit einer Kantenlänge von 125 und 150 mm prozessiert; künftig sollen aber auch Zellen mit einer Kantenlänge von 200 mm Bedeutung erlangen.

Durch Sägen der fertig prozessierten Zellen entstehen für spezielle Anwendungen im Kleingerätebereich auch Zellen mit kleineren Kantenlängen. Sie liefern annähernd die gleiche Spannung wie die großen Zellen, jedoch entsprechend der kleineren Fläche einen kleineren Strom.

Im EFG-Verfahren werden auch Zellen hergestellt, bei denen die Seiten des entstehenden Rechtecks nicht die gleichen Längen haben.

Degradation

Unter dem Begriff Degradation wird die alterungsbedingte Änderung der Parameter von Halbleiterbauteilen verstanden - in diesem Fall der Rückgang des Wirkungsgrades von Solarzellen im Laufe ihres Lebens.

Üblicherweise betrachtet man hierbei einen Zeitraum von bis zu 25 Jahren. Der Verlust an Wirkungsgrad liegt etwa im Bereich von 10 % bzw. 13 % in dem Zeitraum von 20 bzw. 25 Jahren. Solarzellen im Weltraum altern wesentlich schneller, da sie einer höheren Strahlung ausgesetzt sind.

Nachlassende Wirkungsgrade bzw. Stromerträge bei Solarmodulen haben aber oft banalere Ursachen: allgemeine flächige Verschmutzung der Modulgläser; Veralgung („Verpilzen“) speziell vom Modulrahmen ausgehend, mit Teilabschattung der Zellen; wachsende Bäume und Sträucher die eine Teilabschattung bewirken und bei der Installation noch deutlich kleiner waren; Vergilbung des polymeren Einbettungsmaterials, welches den Kontakt Zelle – Glas bewerkstelligt.

Kristalline Solarzellen

Bildung des Bor-Sauerstoff-Komplex in kristallinen Solarzellen

Bei heutigen Solarzellen beträgt der anfängliche Wirkungsgrad ca. 12–17 %. Oft geben die Hersteller von Solarzellen eine Mindestgarantie von 80 bis 85 % (Peak-Leistung) auf ihre Produkte nach 20 Jahren. Es ergeben sich also selbst nach langer Laufzeit (Betrieb) recht maßvolle Verluste, welche die/den Installation/Langzeiteinsatz einer Solaranlage rechtfertigen.

Für die Degradation verantwortlich sind im Wesentlichen rekombinationsaktive Defekte, die die Ladungsträgerlebensdauer auf ca. 10 % ihres Anfangswertes senkt (lichtinduzierte Degradation). Verantwortlich für die lichtinduzierte Degradation ist die Bildung von Bor-Sauerstoff-Komplexen in Czochralski-Silizium: Durch die Photoreaktion, bei der das Bor sein positiv geladenes Loch verliert und sich zu einem negativ geladenen Ion wandelt, wird der Sauerstoff angezogen. Der Sauerstoff lagert sich dadurch in die Verbindung zwischen dem Bor und dem Silizium ein.

Um den Effekt des Wirkungsverlustes zu minimieren, kann man Silizium-Wafer mit einem niedrigerem Anteil an Bor verwenden. Bei der Verwendung von weniger Bor wird der Wafer jedoch aufgrund der geringeren Dotierung auch hochohmiger, wodurch der Wirkungsgrad der Zelle sinkt.

Amorphe Siliziumsolarzellen

Eine besonders hohe Degradation von bis zu 25 % erreichen Solarzellen aus amorphem Silizium im ersten Betriebsjahr. Für Solarmodule aus diesem Material wird jedoch nicht die Leistung zu Beginn der Lebenszeit, sondern die Leistung nach dem Alterungsprozess in den Datenblättern und beim Verkauf angegeben. Solarmodule aus diesem Material haben also zunächst eine höhere Leistung als die, für die man bezahlt hat. Die Degradation, auch Staebler-Wronski-Effekt (SWE) genannt, erfolgt unter Lichteinstrahlung. Dabei erfährt das metastabile amorphe hydrogenierte Silizium (a-Si:H) eine Zunahme der Defektdichte um etwa eine Größenordnung, bei gleichzeitiger Abnahme der Leitfähigkeit und Verschiebung des Fermi-Niveaus in die Mitte der Bandlücke. Nach etwa 1000 Sonnenstunden erreichen a-Si-Zellen einen stabilen Sättigungswert für den Wirkungsgrad.

Technische Merkmale

Die Kenngrößen einer Solarzelle werden für normierte Bedingungen, die Standard-Testbedingungen, häufig abgekürzt STC (engl. Standard Test Conditions) angegeben:

  • Einstrahlungsstärke von 1000 W/m2 in Modulebene,
  • Temperatur der Solarzelle 25 °C konstant,
  • Strahlungsspektrum AM 1,5 global; DIN EN 61215, IEC 1215, DIN EN 60904, IEC 904).

Hierbei steht AM 1,5 global für den Begriff Air Mass, die 1,5 dafür, dass die Sonnenstrahlen hierbei das 1,5-fache der Atmosphärenhöhe durchlaufen, weil sie schräg auftreffen. Dies entspricht sehr gut den sommerlichen Gegebenheiten in Mitteleuropa von Norditalien bis Mittelschweden. Im Winter steht die Sonne in unseren Breiten erheblich tiefer, und ein Wert von AM 4 bis AM 6 ist hier realistischer.

Durch die Absorption in der Atmosphäre verschiebt sich auch das Spektrum des auf das Modul treffenden Lichtes. „Global“ steht für Globalstrahlung, die sich aus dem Diffus- und dem Direktstrahlungsanteil der Sonne zusammensetzt.

Hierbei ist zu beachten, dass in der Realität insbesondere die Zellentemperatur bei einer solchen Einstrahlung, die in Deutschland im Sommer zur Mittagszeit erreicht wird, bei normalem Betrieb wesentlich höher liegt (je nach Anbringung, Windanströmung etc. kann sie zwischen etwa 30 und 60 °C liegen). Eine erhöhte Zellentemperatur bedeutet aber gleichzeitig einen herabgesetzten Wirkungsgrad der Solarzelle. Aus diesem Grund wurde auch eine weitere Bezugsgröße geschaffen, PNOCT, die Leistung bei normaler Betriebstemperatur (normal operating cell temperature).

Strom-Spannungs-Kennlinie einer Solarzelle, beleuchtet und unbeleuchtet

Gebräuchliche Abkürzungen für die Bezeichnungen sind

  • SC: Short Circuit - Kurzschluss
  • OC: Open Circuit - Leerlauf
  • MPP: Maximum Power Point - Betriebspunkt maximaler Leistung
  • PR: Performance Ratio Qualitätsfaktor gibt an, welcher Teil des vom Solargenerator erzeugten Stromertrages (unter Nennbedingungen) real zur Verfügung steht.

Die Kennwerte einer Solarzelle sind

  • Leerlaufspannung UOC (auch VOC)
  • Kurzschlussstrom ISC
  • Spannung im bestmöglichen Betriebspunkt UMPP (auch VMPP)
  • Strom im Betriebspunkt mit maximaler Leistung IMPP
  • Maximale erzielbare LeistungPMPP Solarzellenhersteller geben diese unter standardisierten Bedingungen maximal erzielbare Leistung in der Einheit kWp, sprich „Kilowatt-Peak“ an
  • Füllfaktor FF = \frac{\rm P_{MPP}}{U_{\rm OC}\cdot I_{\rm SC}}
  • Koeffizient für die Leistungsänderung mit der Zelltemperatur
  • Zellwirkungsgrad \eta = \frac{P_{\rm MPP}}{A\cdot P_{\rm opt}} mit der bestrahlten Fläche A und der Bestrahlungsstärke Popt

Solarzellen können also eine Leistung von sehr grob 160 W/ abgeben. Eingebaut in ein Modul ist die Leistung pro Fläche geringer, da zwischen den Zellen und zum Modulrand Abstände vorhanden sind.

Der Wirkungsgrad einer Solarzelle ist das Verhältnis von erzeugter elektrischer Leistung zur Leistung der Globalstrahlung. Halbleiter mit fester Bandlücke nutzen nur einen Teil des Sonnenlichtes. Ihr maximaler theoretischer Wirkungsgrad liegt bei ca. 30 %. Der maximale theoretische Wirkungsgrad bei Multibandsystemen, die für alle Wellenlängen Farben des Sonnenlichts sensibilisiert sind, liegt bei ca. 85 %.

Materialsystem Wirkungsgrad (AM 1,5) Lebensdauer Modul-Kosten [19]
amorphes Silizium 5-10 % < 20 Jahre
polykristallines Silizium 10-15 % 25-30 Jahre 3 EUR/W
monokristallines Silizium 15-20 % 25-30 Jahre 3-10 EUR/W
Galliumarsenid (Einschicht) 15-20 %
Galliumarsenid (Zweischicht) 20 %
Galliumarsenid (Dreischicht) 25 % (30 % bei AM0) >20 Jahre 500-1500 EUR/W
Galliumindiumphosphid + Galliumindiumarsenid 40,8%[20] (non-STC)
Galliumindiumnitrid

Der Wirkungsgrad kommerzieller Zellen liegt bei ca. 20 Prozent (siehe Tabelle). Damit hergestellte Solarmodule erreichen einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 17 Prozent. Der Rekord für im Labor hergestellte Silizium-Solarzellen liegt bei 24,7 Prozent (University of New South Wales, Australien), mit denen Module mit über 22 Prozent Wirkungsgrad hergestellt wurden. Der Preis für diese im Zonenschmelzverfahren hergestellten Zellen liegt bei etwa 200 Euro pro Zelle bei einer Zellfläche von 21,6 cm2. Für GaAs-Systeme beträgt er das fünf- bis zehnfache.

Die Degradation des Wirkungsgrades (Alterungsverhalten) liegt bei ca. 10 Prozent in 25 Jahren. Hersteller geben beispielsweise Garantien auf mindestens 80 Prozent der Peak-Leistung nach 20 Jahren.

Im Weltraum ist einerseits die Solarkonstante größer als die Globalstrahlung auf der Erde, andererseits altern die Solarzellen schneller. Solarpanele für Satelliten erreichen zur Zeit (2005) einen Wirkungsgrad von fast 25 % [21] bei einer Betriebszeit von 15 Jahren.

Schaltbilder

Schemasymbol einer Fotozelle
Schaltzeichen und einfaches Ersatzschaltbild einer Solarzelle

Das Schaltsymbol einer Solarzelle gibt, wie das Schaltsymbol einer Diode oder Photodiode, mit einem Pfeil die technische Stromrichtung zur Verschaltung an. Der Kennlinienverlauf einer realen Solarzelle weicht allerdings von der einer idealen Photodiode ab. Um diese Abweichungen zu modellieren, existieren mehrere Ersatzschaltbilder.

Vereinfachtes Ersatzschaltbild

Das Schaltbild besteht zunächst nur aus einer Stromquelle, die parallel zu einer idealen Diode geschaltet wird. Diese produziert einen Strom, der von der Bestrahlungsstärke abhängt und den Photostrom IPh modelliert. Die Gesamtstromstärke ergibt sich damit mit dem Diodenstrom ID (siehe Diode) zu  I = I_{Ph} - I_D = I_{Ph} - I_S \left[ e^{ \frac{U_D}{n\cdot U_T}} - 1 \right] .

Erweitertes Ersatzschaltbild (Ein- und Zweidiodenmodell)

Eindiodenmodell einer Solarzelle

Das erweiterte Ersatzschaltbild nimmt Rücksicht auf reale Faktoren des Bauelementes, die durch die Fertigung entstehen. Mit diesen Modellen soll ein möglichst realistisches Modell der tatsächlichen Solarzelle geschaffen werden.
Beim Eindiodenmodell wird so das vereinfachte Ersatzschaltbild zunächst nur durch einen parallel und einen in Reihe geschalteten Widerstand ergänzt.

  • Der Parallelwiderstand Rp symbolisiert Kristallfehler, nichtideale Dotierungsverteilungen und andere Materialdefekte, durch die Verlustströme entstehen, die den p-n-Übergang überbrücken. Bei Solarzellen aus guter Herstellung ist dieser Widerstand relativ groß.
  • Mit dem Serienwiderstand Rs werden alle Effekte zusammengefasst, durch die ein höherer Gesamtwiderstand des Bauelementes entsteht. Das sind hauptsächlich der Widerstand des Halbleitermaterials, der Widerstand an den Kontakten und der Zuleitungen. Diese Größe sollte bei gefertigten Solarzellen möglichst gering sein.

Die Formel für den Gesamtstrom ist für dieses Modell bereits eine rekursive Funktion und lautet I=I_{ph}-I_d-\frac{U_p}{R_p}=I_{ph}-I_S\left[ e^{\frac{U+R_s\cdot I}{n\cdot U_T}}-1 \right] - \frac{U+R_s\cdot I}{R_p}

Zweidiodenmodell mit spannungsgesteuerter Stromquelle für den Lawinendurchbruch in Sperr-Richtung

Beim Übergang zum Zweidiodenmodell fügt man eine weitere Diode mit einem anderen Idealitätsfaktor n ein. Normalerweise werden diese über die Werte 1 und 2 angesetzt.
Weiterhin lassen sich alle diese Modelle bei Betrieb in Sperr-Richtung durch eine spannungsgesteuerte Stromquelle ergänzen, um den Lawinendurchbruch zu modellieren. Die Formeln für die Ströme beim Zweidiodenmodell lauten dann, bei Anpassungs-Leitwert gb, Durchbruchspannung Ub und Lawinendurchbruchexponent nb: I=I_{ph}-I_{b}-I_{S1}\left[ e^{\frac{U+R_s\cdot I}{n_1\cdot U_T}}-1 \right] -I_{S2}\left[ e^{\frac{U+R_s\cdot I}{n_2\cdot U_T}}-1 \right] -\frac{U+R_s\cdot I}{R_p}

I_b=g_b\cdot(U+R_s\cdot I)\cdot\left(1-\frac{U+R_s\cdot I}{U_b}\right)^{-n_b}

Energetische Amortisation und Erntefaktoren

Die energetische Amortisation ist der Zeitpunkt, zu dem die Energie, die für die Herstellung einer Photovoltaikzelle aufgewandt wurde, durch selbige wieder erzeugt wurde. Am besten schneiden Dünnschichtzellen ab. Ein Solarmodul (ohne Rahmen) mit solchen Zellen amortisiert sich nach etwa 2-3 Jahren. Polykristalline Solarzellen benötigen zur energetischen Amortisation etwa 3-5 Jahre und monokristalline Solarzellen benötigen 4-6 Jahre. Da eine Solaranlage nicht nur aus den Modulen, sondern u. a. noch aus einem Montagesystem und einem Wechselrichter besteht, erhöht sich die Dauer der energetischen Amortisation einer Solaranlage gegenüber einem Solarmodul um etwa ein Jahr. [22]

Umweltschutz

Die Herstellung photovoltaischer Solarzellen ist ein chemischer Prozess, bei dem gasförmige, flüssige und feste Chemikalien zum Einsatz kommen, die gesundheits- und umweltschädlich sind. Dazu kommt, dass bei einigen Zelltypen Stoffe wie z. B. toxisches und/oder karzinogenes Cadmium, Arsen bzw. deren Verbindungen sowie Kupfergalliumdiselenid verwendet werden. Ein typisches Cadmiumtellurid-Solarmodul enthält zum Beispiel ca. 22 g des gefährlichen Schwermetalls Cadmium und 25 g Tellur pro m2 Zellfläche.[23] Bei der Produktion werden beide Substanzen durch Co-Verdampfung auf das Trägermaterial aufgebracht. Die Co-Verdampfung ist ein ungerichteter Prozess, bei dem die gesamte Innenoberfläche der Beschichtungskammer mit Dünnschichten aus Tellur, Cadmiumtellurid, Cadmiumsulfid und Antimontellurid überzogen werden. Der Materialverbrauch erhöht sich dadurch um mindestens weitere 40 %. Bei der regelmäßigen Reinigung der Produktionskammer mit wässriger Säure - die Reinigung erfolgt manuell - werden die Rückstände in eine wässrige Lösung überführt. Neben der eigentlichen Zellproduktion stellt also auch die Reinigung der Produktionsanlagen eine Herausforderung an Umweltschutz und Arbeitsschutz dar.[24] Eine neuere Untersuchung versucht, die geringere Gefährdung, die von Cadmiumtellurid-Zellen im Vergleich zur Kohleverbrennung ausgeht, nachzuweisen.[13] Produktionsrückstände und Emissionen können zu Langzeitschäden und Altlasten führen. Gleiches gilt bei unsachgemäßer Entsorgung für die Altzellen. Die Photovoltaik unterscheidet sich in diesem Aspekt von anderen Technologien zur Nutzung regenerativer Energien.

Siehe auch

Literatur

  • Peter Würfel: Physik der Solarzellen. Spektrum, Akad. Verl. Heidelberg 2000, ISBN 3-8274-0598-X
  • Guillermo Diaz-Santanilla: Technik der Solarzelle - physikalische Grundlagen, Eigenschaften und Applikationen. Franzis, München 1984, ISBN 3-7723-7371-2
  • Tom Markvart, Luis Castañer: Solar cells - materials, manufacture and operation. Elsevier, Oxford 2006, ISBN 1-85617-457-3
  • Christoph Brabec: Organic photovoltaics - materials, device physics, and manufacturing technologies. Wiley-VCH, Weinheim 2008, ISBN 978-3-527-31675-5

Weblinks

Einzelnachweise

  1. http://www.orbital.com/NewsInfo/Publications/Dawn_fact.pdf
  2. http://www.solarserver.de/news/news-8597.html
  3. M. A. Green, K. Emery, D. L. King, Y. Hishikawa and W. Warta, Solar Cell Efficiency Tables (Version 28), Prog. Photovolt: Res. Appl. 14, 455–461(2006)
  4. http://www.pro-physik.de/Phy/leadArticle.do?laid=11414
  5. Vasilis M. Fthenakis, Life cycle impact analysis of cadmium in CdTe PV production, Renewable and Sustainable Energy Reviews, Volume 8, p. 303-334, August 2004, Life cycle impact analysis of cadmium in CdTe PV production
  6. Kunststoff fängt Sonnenlicht
  7. Neue Zürcher Zeitung vom 7. Dezember 2005, [1]
  8. Indium Vorräte laut USGS Mineral Commodity Summaries (2006), [2]
  9. Ziehen oder Sägen – ein Systemvergleich
  10. Fraunhofer-Gesellschaft Presseinformation 06.07.2006
  11. Ingrid Repins, Miguel A. Contreras, Brian Egaas, Clay DeHart, John Scharf, Craig L. Perkins, Bobby To, Rommel Noufi, 19.9%-efficient ZnO/CdS/CuInGaSe2 solar cell with 81.2 % fill factor, Progress in Photovoltaics: Research and Applications 16, 235 (2008)
  12. M. Powalla and B. Dimmler. CIGS solar modules - progress in pilot production, new developments and applications. 19th European Photovoltaic Solar Energy Conference, (2004) Paris, Ed.: JRC, Ispra, Italy, 1663
  13. a b Vasilis M. Fthenakis, Hyung Chul Kim und Erik Alsema, Emissions from Photovoltaic Life Cycles, Environmental Science & Technology, [3]
  14. CSG Solar)
  15. 'Black silicon' boosts solar cell efficiency
  16. NREL: Concentrating Solar Power Research - Concentrating Photovoltaic Technology
  17. Kunststoff fängt Sonnenlicht
  18. http://www.ciphotonics.com/Press_Releases/TPV_Groundbreaking_thermo_photovoltaic.pdf PDF-Datei zu Thermischen Photovoltaikzellen (engl.)
  19. http://oregonstate.edu/~ecclese/files/Term%20Paper.pdf
  20. US Solarcell Design Hits 40 Precent Efficiency
  21. Technical and Quality Management - Home - European solar cell efficiency reaches new high
  22. V. Quaschning (2002): Energieaufwand zur Herstellung regenerativer Anlagen, [4]
  23. Eine typische CdTe-Solarzelle besteht aus fünf Einzelschichten. Im Einzelnen sind dies eine ca. 8 μm dicke CdTe-Absorberschicht, eine ca. 100 nm dicken CdS-Zwischenschicht sowie zwei 20 bzw. 100 nm dicken Te- und Antimontellurid (Sb2Te3-Dünnschichten
  24. (1) BIA-Report: Symposium „Arbeitsbedingte Gesundheitsgefahren durch Cadmium- und Arsenexposition. Epidemiologische Erkenntnisse zur Karzinogenität“, 15.u.16. Feb. 2001, BGA, Hennef;
    (2)D.L.Morgan, C.J.Shines, S.P. Jeter, M.E. Blazka, M.R.Elwell, R.E. Wilson, S.M. Ward, H.C. Price, P.D.Moskowitz : „Comparative Pulmonary Absorption, Distribution, and Toxicity of Copper Gallium Diselenide, Copper Indium Diselenide, and Cadmium Telluride in Sprague-Dawley Rats“, Toxicology & Applied Pharmacology 147(2)1997, 399-410;
    (3) V. M. Fthenakis, S. C. Morris, P. D. Moskowitz, D. L. Morgan : „Toxicity of cadmium telluride, copper indium diselenide, and copper gallium diselenide“, Progress in Photovoltaics - Research and Applications 7
    (6) 1999, 489 - 497;
    (4) NIOSH ALERT: Oct 1987, DHHS (NIOSH) Publication No. 88-100 : „Reducing the Potential Risk of Developing Cancer from Exposure to Gallium Arsenide in the Microelectronics Industry“;
    (5)Akiyo Tanaka : „Toxicity of indium arsenide, gallium arsenide, and aluminium gallium arsenide“ in Toxicology & Applied Pharmacology, 198(3), 2004, 405-411 )

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